中国电力部门如何最小成本碳中和，清华和国际能源署报告给出最优方案
撰文 | 张书铭
编辑 | 郭郭
→这是《环球零碳》的第200篇原创
环球零碳
碳中和领域的《新青年》
摘要：电力部门占中国总二氧化碳排放总量超40%，是中国实现碳中和的核心组成。加快电力行业的去碳化进程则需要一个协调良好的政策组合。近日，清华大学携手国际能源署在碳排放交易系统（ETS）以及能源和气候政策之间的协同作用方面发表联合报告。报告显示，为了用最小的成本实现电力部门碳中和的目标，需要可再生能源配额制的协同作用与碳市场拍卖机制的引入。
在我国每年100多亿吨二氧化碳排放总量中，电力行业碳排放量占全国碳排放总量的40%以上，是最大的碳排放部门。所以电力部门是中国实现2030碳达峰和2060碳中和目标的核心组成。
去年7月，全国碳排放交易市场正式上线，发电行业成为首个纳入全国碳市场的行业，纳入重点排放企业2162家，覆盖46亿吨二氧化碳排放量。
而相较于欧洲成熟的碳排放交易系统（ETS），中国的全国碳排放交易市场起步较晚，覆盖范围还在不断扩大之中，政策也在不断完善。
中国的碳排放交易系统目前采用的是基于强度的自由分配设计。这意味着根据燃煤电厂和燃气电厂的实际生产水平（如发电量）和预先确定的排放强度基准（如g CO2/kWh），将配额免费分配给覆盖实体，只覆盖燃煤和燃气电厂。这与欧盟ETS系统不同，后者对所涵盖的排放设定了一个预先确定的绝对上限。
5月25日，清华大学携手国际能源署（IEA）发表了《加强中国碳市场助力碳中和——聚焦电力部门》报告，分析了2020年至2035年电力行业，在多种政策模拟情景下，不同ETS政策设计对于助力电力部门碳减排的影响是不同的。
根据报告的各种情景假设，带有上限额度和拍卖交易的ETS系统，可以在不增加成本的情况下将二氧化碳减排量提高一倍。
该报告的相关结论，对我们下一步碳交易市场的政策设计非常具有意义，对电力行业的脱碳计划也提供了有益的参考。
图说：IEA《加强中国碳市场助力碳中和——聚焦电力部门》报告封面
来源：IEA
01
四个政策模型
考虑到中国正在进行的电力市场改革，该报告所有模型方案都假定从2025年开始进行经济调度。
同时假设可再生能源配额制（RPS）包括非水电可再生能源的比例目标，在2030年增加到25.9%，2035年增加到36.0%。
实施可再生能源配额制RPS政策好处是可以推动可变可再生能源（VRE）的大量新容量的增加，如风能和太阳能光伏。基于强度的排放交易计划，包括煤炭和天然气的基准逐渐收紧（RPS-ETS方案），推动了煤炭燃机效率的提高，包括通过激励改造和煤炭发电向最高效的工厂转移。它还支持限制新增加的未消减的煤炭，以支持碳捕获、利用和储存（CCUS）技术的部署。
第一个模型RPS-ETS是目前的政策情景，具有相同的RPS政策假设，以及目前实施的基于强度的ETS的自由分配。该方案假设随着时间的推移适度收紧配额分配基准。
第二个模型ETS+基准(BM)方案，保持基于强度的自由分配，但大幅收紧基准。简单来说，也就是如果面临着减碳进度落后就要部署大量昂贵的CCUS来完成减碳KPI。
第三个模型ETS+拍卖方案（Auction），保持基于强度的分配，适度收紧基准，并引入部分配额拍卖。拍卖会导致煤电和气电基准的免费分配减少，也就提高了被覆盖的化石类发电资源的有效二氧化碳成本，所以必然会带来更多的可再生能源的部署。
第四个模型ETS+上限（Cap）方案，通过从基于强度的ETS过渡到上限和交易系统，大幅改变ETS设计。可以理解为大刀阔斧向欧盟ETS体系的转变，激励发电商通过最低成本的减排方案来减少二氧化碳排放。
图说：每个方案的关键ETS设计特点和结果。
来源：IEA
02
ETS基准推动供能选择的转变
RPS-ETS模型是在基于强度的排放交易计划中，通过煤电和气电基准完全自由分配，排放交易计划通过提高煤电机组的效率和鼓励2030年以后煤电采用CCUS来实现大部分减排。随着基准严格程度的提高，与2035年的RPS-ETS情景相比，ETS+基准(BM)的CCUS相关减排量增加了三倍，一些非常有限的燃料从煤炭转向天然气和非矿物技术。
ETS+拍卖方案模型则是通过向非化石技术（主要是陆上风电和太阳能光伏）的燃料转换，以及在较小程度上向天然气的转换，以及通过CCUS的部署，产生了大部分的减排量。引入配额拍卖导致通过煤电和气电基准的免费分配减少，进而提高了被覆盖的化石类发电资源的有效二氧化碳成本。因此，与非化石发电技术相比，它使它们的运行成本更高，从而鼓励向可再生能源转换。
至于过渡到具有严格排放上限的总量控制和交易系统（ETS+Cap模型），将进一步改变ETS对技术的影响。通过设定一个预先确定的排放上限，摆脱特定技术的基准，上限和交易允许所有发电源参与实现绝对减排，而不是专注于煤炭和天然气发电的排放强度降低。它的设计激励发电商通过最低成本的减排方案来减少二氧化碳排放，从而主要通过燃料转换为具有成本竞争力的可再生能源来刺激减排。
图说：2025-2035 年间RPS-ETS 和 ETS+ 方案中各渠道的额外减排量
来源：IEA
在都加速了未减产煤炭的逐步减少的基础上，强化ETS的设计延伸出了多种发电的组合方式，不同的强化ETS设计推动了不同的低碳解决方案。
在ETS+基准(BM)模型中，基于强度的ETS的基准被大大收紧，到2035年，使用CCUS的煤炭发电份额增加到总发电量的11%。
而在ETS（ETS+拍卖方案）中引入部分拍卖，会产生最多样化的去碳化解决方案。因为它鼓励更多的可再生能源和CCUS的部署，以及一些有效的天然气发电和煤炭燃机效率的提高。到2035年，可再生能源发电的比例达到近60%，非水电可再生能源占43%。同时，配备了CCUS的煤电贡献了3%。
过渡到具有严格排放上限的总量控制和交易制度（ETS+Cap模型），将导致可再生能源主导的发电组合。到2035年，这些可再生能源将占总发电量的63%，包括47%的非水电可再生能源，比RPS-ETS情景下高出约12%。这表明，上限和交易系统可以大大加快成熟的可再生能源的部署。
图说：2020-2035年按技术和模拟划分的发电组合
来源：IEA
总的来说，严格的ETS基准不仅会推动煤电机组效率的提升，还会导致CCUS的大量部署。而配额的拍卖和上限的政策设计则鼓励了向可再生燃料的转换。
03
不同政策模型所带来的减碳成本差异
带有上限和拍卖交易的ETS可以在不增加成本的情况下将二氧化碳减排量提高一倍。
所有三个增强型 ETS 方案可以实现电力部门相同的排放轨迹，但成本不同。由于电力需求的增加，所有情景下的系统总成本都会随着时间的推移而大幅增加：在RPS-ETS情景下，系统总成本从2020年的2.80万亿人民币（4340亿美元）增加到2035年的4.28万亿人民币（6640亿美元）。
在相同的电力需求增长假设下，ETS+上限（Cap）情景导致了所有增强型ETS情景中电力部门的总系统成本最低。在2035年，它的系统成本与RPS-ETS情景相同，但二氧化碳减排量增加了近20%。
其次是ETS+拍卖方案，成本略高（4.34万亿人民币，6730亿美元），ETS+基准（BM）方案比RPS-ETS方案成本高5%（4.49万亿人民币，6980亿美元）。此外，在ETS+拍卖方案中产生的拍卖收入在2035年可以达到2600亿元人民币（400亿美元），可以用来解决电力消费者的负担能力或竞争力问题，以及投资于技术创新和能源效率，以减少未来的脱碳成本。
图说：到2035年各个模型的总体系统成本
来源：IEA
相比之下，ETS+基准（BM）方案的结果是更昂贵的发电组合，因为它将主要鼓励从未消减的煤炭转向使用CCUS的煤电，这是一个不太成熟和更昂贵的减排选择。在基于强度的ETS中引入拍卖（ETS+拍卖方案），提高了发电商面临的有效二氧化碳成本，并鼓励一些燃料转向可再生能源和煤电强度的提高，包括通过CCUS。
因此，在ETS+上限方案中，到2035年，在100元人民币/吨二氧化碳（16美元/吨二氧化碳）的相对较低的配额价格水平下，已经可以鼓励燃料转换为成熟的可再生能源。相比之下，在ETS+基准和ETS+拍卖方案模型下将导致更高的配额价格，到2035年约为每吨二氧化碳人民币300元（每吨二氧化碳47美元），才能实现相同的排放轨迹。
总体上，根据IEA的报告我们可以得出，为了用最小的成本实现电力部门碳中和的目标，需要可再生能源配额制的协同作用与碳市场的拍卖的引入，以此增加可再生能源和CCUS的部署，进而调动对低碳技术研发的积极性。
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参考资料：
[1]https://www.iea.org/reports/enhancing-chinas-ets-for-carbon-neutrality-focus-on-power-sector
[2]https://www.europarl.europa.eu/news/en/press-room/20220516IPR29647/cbam-meps-push-for-higher-ambition-in-new-carbon-leakage-instrument
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